Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов

Министерство образования и науки РТ
Лениногорский нефтяной техникум
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов
в системе ППД НГДУ «Лениногорскнефть»
2008

Содержание
Введение
1. Исходные данные
1.1 Особенности геологического строения основногоэксплуатационного объекта
1.2 Коллекторские свойства пластов
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, пластовойводы
2. Технологический раздел
2.1 Причины повреждения трубопроводов в системе ППД
2.2 Факторы, влияющие на скорость коррозии
2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов в системеППД применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
2.3.1 Применение труб с защитными покрытиями
2.3.2 Применение металлопластмассовых труб
2.3.3 Применение протекторной защиты
2.3.4 Расчет протекторной защиты водоводов
2.3.5 Ингибиторная защита трубопроводов
2.4 Ингибиторы коррозии, применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
2.5 Контроль эффективности ингибиторной защитытрубопроводов
2.6 Анализ порывности трубопроводов в системе ППД
2.7 Выводы и предложения
3. Охрана труда и противопожарная защита
3.1 Охрана труда, техника безопасности ипротивопожарная защита на объектах ППД НГДУ «Лениногорскнефть»
4. Охрана недр и окружающей среды
4.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды вНГДУ «Лениногорскнефть»
5. Организационно-экономический раздел
5.1 Организация труда бригады ЦППД
5.1.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦППД
5.1.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦППД
5.1.3 Положение о заработной плате, премирование и КТУ
5.2 Технико-экономические показатели по ЦППД, их анализ
5.3 Расчет сметы затрат
5.4 Расчет экономической эффективности ингибиторнойзащиты
5.5 Выводы и предложения
Список использованной литературы

Введение
Каждое разрабатываемоенефтяное месторождение проходит несколько этапов, которые характеризуютсяособыми условиями и показателями. Если первый и второй этапы характеризуютсяростом добычи нефти и возможностью использования первоначальной пластовойэнергии, то третий и четвертый этапы, на которых находятся практически всенефтеносные площади Ромашкинского месторождения, характеризуются интенсивнымростом обводненности, большими эксплуатационными затратами на поддержаниепластового давления, использованием различных методов выравнивания профилявытеснения и ограничения попутно добываемой воды.
Система ППД является оченьметаллоемкой, энергоемкой, что в свою очередь, связано с обустройствомразводящих и подводящих водоводов, строительством кустовых насосных станций,объектов электроснабжения.
Долгое время имеющаясяпрактика форсированного отбора жидкости с месторождения требовала закачкибольших объемов воды.
Актуальной проблемой длясистемы ППД является снижение коррозии оборудования. Коррозией металлов исплавов называют процесс превращения их в окисленное состояние, разрушение подвлиянием внешней среды. Коррозия приводит изделия в негодность.
При эксплуатациитрубопроводов проведение мероприятий по защите от коррозии позволяет уменьшитьколичество порывов и, соответственно, сократить расходы на их ликвидацию,повысить надежность и продлить срок службы трубопроводов, а так же повыситьэкологическую безопасность объектов. Одним из наиболее эффективных итехнологически несложных методов защиты от внутренней коррозии являетсяингибиторная защита.

1. Исходные данные
1.1 Особенностигеологического строения основного эксплуатационного объекта
Западно-Лениногорскаяплощадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения иявляется краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской,каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработкиЗападно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г.Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки,где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Даннымпроектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранениемего в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятийпо дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшениезабойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластовдо 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.
Западно-Лениногорскаяплощадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактируетс Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорскойплощадями. В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляетсобой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметкиколеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесныемассивы.
Климат района резко континентальный.Суровая, холодная зима c сильными буранами и жаркое лето. Преобладающеенаправление ветров – Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющийсреднюю месячную температуру -13,7 – 14,4 С°.Наиболее теплым месяцем является июль 18 – 19 С°.Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С°. Максимальная летняя – 38 С°. Наибольшее количество осадков выпадает в июне(до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм ). Грозовая деятельность от 40 до 60мин. в год.
Основным объектом разработкиявляются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонтаД1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 – 0,100 мкм2. Всвою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостьюменее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностьютрех типов пород – коллекторов с различной фильтрационной характеристикой,которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторовдругим, а также и полным их замещением неколлекторами.
Фациальный составколлекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций.
Горизонт Д1 являетсямногопластовым объектом. В пределах общей толщины продуктивных отложений, котораяв среднем составляет 34,0 м. При колебаниях по скважинам от 8 до 53,6 мвыделяется до 11 пропластков. Средняя величина расчлененности составляет 5,7. Практикаразработки площади показала, что при детальном анализе выработки оптимально в пределахгоризонта Д1, следует выделить 7 пропластков. При этом возникали объективные трудностипри корреляции пластов зональных интервалов " б " и частично " в".
Применение статистических методовкорреляции для разрешения этого вопроса не дали положительных результатов, посколькув пределах всего интервала залегания этих пластов нельзя даже наметить какую-либозону устойчивого положения границ зонального интервала. Потому, в процессе анализазаводнения коллекторов, при доказанной необходимости, осуществлялось уточнение начальнойкорреляции пластов, а в зонах слияния их идентификация. Достаточно уверенно выделяютсязональные интервалы пласта " а " и пластов пачки " г д " .
В силу особенностейзалегания пластов пачки «б», их стратиграфическая идентификацияосуществлялась при непосредственной корреляции разрезов скважин друг с другом.
С момента составления последнегопроектного документа было пробурено около 150 скважин, что, естественно, в какой– то мере изменило геологическое представление о строении площади.
Существующее представлениео линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном — нижней не изменилосьв процессе продолжающегося разбуривания площади.
Выделенные блоки не равнозначныпо представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результатысопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждогоблока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходитувеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт «а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащихпластах пачки " б ".
Аналогичная закономерностьпрослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различнойпредставительностью в строении пластов.
Естественно, что разнаястепень представительности групп пород в строении пластов является одним изглавных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, чтоэто также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.
В силу многопластового строениягоризонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетаниемпластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфическихуровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированыв 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типоврассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко ималопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы вподтипы с их долей участия в строении объекта.
В процессе изучения особенностейгеологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанностимежду пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадямиможно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга.Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами "б1 " и " б2 " — 41%; " г1 " и " г2 " – 34% инесколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно,наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, чтоспособствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороныдостаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциальногоподключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличаетсяот соседней Южно-Ромашкинской площади.
1.2 Коллекторские свойствапластов
Поскольку в настоящеевремя разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщенырезультаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, атакже оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонтаД1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того,что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2, апервого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется различнымобъемом выработки по представительности групп пород.
Следует также отметить увеличениефильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, свышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группамиколлекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторовпри сравнении пластов между собой.
Так средняя толщинапластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяетсяот 2,6 по пласту " б1 " до 3,8м. по пласту " б3 ". При этомпараметр изменчивости средних величин составляет 0,43 – 0,53. Средние значения пористостии нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать вниманиена существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данныхвидно: проницаемость пласта " г1 " составляет 0,666 мкм2, а пласта "б3 " – 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной0,76 мкм2.
Коллекторские свойстваглинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем ввышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости,нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшейстепени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенноотличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивныхколлекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостьюболее 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.
Таким образом, проведенноегеологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистыеколлекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категорияглинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижнейпачки пласт " г2 " отличается наибольшей представительностью неглинистыхвысокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92%площади.
Доля глинистых высокопродуктивныхколлекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту" в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют втретьем блоке.
Продуктивные пласты врамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а такжепо толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставитьих в равные условия.
1.3 Физико-химическиесвойства нефти, газа, пластовой воды
Изучение физико-химическихсвойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте«ТатНИПИнефть» и в лабораториях НГДУ «Лениногорскнефть».Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный изнефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностныенефти исследовались по существующим ГОСТам.
Нефть продуктивногогоризонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентныйсостав газа при дифференциальном разгазировании приведены ниже.
Свойствапластовой нефти
Давление насыщения газом,МПа4,8-9,3
Газосодержание, %52,2-66,2
Суммарный газовый фактор,50,0
Плотность,кг/м3768,0-818,0
Вязкость, мПа*с2,4-10,4
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании1,128-1,196
Плотность дегазированной нефти,кг/ м3795,0-879,0
Компонентныйсостав газа
Азот + редкие
В т.ч. гелий, %10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, %18,93
Изобутан, %1,74
Н. Бутан, %4,36
Изопентан, %0,67
Н. Пентан, %0,65
Гексан, %0,46
Сероводород, %0,02
Углекислый газ, %0,89
Плотность газа, кг\м31,2398
Пластовые воды по своемухимическому составу рассолы хлор–кальциевого типа с общей минерализацией 252 –280 г / л, в среднем 270 г/л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем168 г/л ) и натрий ( 70,8 г/л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см3,вязкость 1,9 мПа×с. Вестественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водахтерригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод0,248 – 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составерастворенного в воде газа преобладает метан.

2. Технологический раздел
2.1 Причины повреждениятрубопроводов в системе ППД
Коррозия металлов –самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического илиэлектрохимического взаимодействия их с внешней средой.
Коррозионный процесс –гетерогенный (неоднородный), протекает на границе раздела металл – агрессивнаясреда, имеет сложный механизм. При этом процессе атомы металла окисляются, т.е.теряют валентные электроны, атомы переходят через границу раздела во внешнююсреду, взаимодействуют с её компонентами и образуют продукты коррозии. Вбольшинстве случаев коррозия металлов происходит неравномерно по поверхности,имеются участки, на которых возникают локальные поражения. При коррозии металлапроисходит не только потеря его массы, но и снижение механической прочности,пластичности и других свойств.
Можно выделить два видакоррозии трубопроводов: внешняя и внутренняя.
Основной причинойлокального разрушения внешней поверхности трубопроводов является процессэлектрохимической коррозии в грунтовом электролите. Степень коррозионноговоздействия этого электролита на металл зависит от его состава: минерализация,pH, содержание сероводорода, СО2 или кислорода, жизнедеятельности бактерий итемпературы.
Внешняя коррозия(подземная) – коррозия трубопроводов, вызываемая в основном действием растворомсолей содержащихся в почвах и грунтах.
Коррозионная агрессивностьпочвы и грунтов обусловлена структурой и влажностью почвы, содержаниемкислорода и др. химических соединений, электропроводностью, наличием микроорганизмов(аэробных и анаэробных бактерий), приводящих к локализации коррозионныхпоражений.
Внутренняя же коррозияобусловлена контактом трубопровода с жидкостью, протекающей в нем.
Пластовые воды содержатхлориды натрия, магния и кальция, а в некоторых случаях сульфиды, бромиды,йодиды и бораты. Наряду с 02 и СО2 в воде могут быть растворены элементарнаясера, Н2S, меркаптаны и другие сероорганические соединения.
Элементарная сера поотношению к черным металлам практически неагрессивна при температуре ниже 120°и содержании до 3%. Меркаптаны же образуют Н2S лишь при нагревании.
Из всех сернистыхсоединений по отношению к сталям наиболее агрессивен сероводород. Агрессивностьостальных сернистых соединений обусловлена, главным образом, их способностьюобразовать Н2 в результате распада.
На процесс сероводороднойкоррозии железа и стали в водных электролитах стимулирующее действие оказываютне только Н2, но и продукты коррозии — сульфиды железа (FeS). Сульфид железа поотношению к железу и стали является эффективным катодом.
Другим источникомсероводорода в пластовых водах может быть функционирование микрофлоры(сульфатвосстанавливающие бактерии).
Агрессивность пластовыхвод увеличивается при наличии СО2. Это связано с понижением рН пластовой водыпри растворении в ней углекислого газа.
Особо значительныеразрушения возникают при содержании в пластовых водах обоих агрессивных газовН2S и СО2.
Растворенные Н2S и СО2 какфакторы коррозии доминируют над концентрацией хлоридов в пластовых водах. Всвязи с этим отмечается повышение агрессивности рабочих сред в результатеразбавления высокоминерализованных пластовых вод: сказывается повышениерастворимости Н2S и СО2 с уменьшением концентрации солей.
Присутствие в пластовыхводах кислорода (растворимость которого уменьшается с ростом минерализации вод)облегчает деполяризацию коррозионного процесса.
В отсутствии Н2S и СО2после обескислороживания пластовая вода практически перестает быть агрессивной.
В присутствии Н2S кислородрасходуется на его окисление с образованием взвешенной нейтральной серы.
В присутствии С02 (безН2S) кислород аддитивно усиливает коррозионную агрессивность рабочих средтрубопроводов.
2.2 Факторы, влияющие наскорость коррозии
К внешним факторам электрохимическойкоррозии относят температуру, скорость движения агрессивной среды, давление, поляризациювнешним током и др. Температура существенно влияет на скорость электрохимическойкоррозии металлов. Как правило, с повышением температуры она растёт. В открытыхаэрируемых системах скорость коррозии железа с ростом температуры в пределах от20 до 80 С возрастает и далее уменьшается вследствие резкого снижения концентрациикислорода. В закрытой системе, когда кислород не может выделяться с повышением температуры.В минерализованных средах скорость коррозии растёт с увеличением скорости движениясреды вследствие усиления подачи кислорода металлической поверхности. В преснойводе при скорости движения среды до 0,4 м/с скорость коррозии стали заметновозрастает вследствие облегчения диффузии кислорода к металлической поверхности.С ростом скорости движения насыщенной кислородом среды до 0,8 – 0,9 м/с скоростькоррозии снижается в результате образовании пассивной плёнки на металле при достаточнообильном поступлении кислорода. При дальнейшем увеличении скорости движения средыпроисходит разрушение защитной плёнки и самого металла в результате коррозионно-эрозионныхпроцессов. Скорость коррозии при этом возрастает.
Давление в значительной степениускоряет электрохимическую коррозию металлов из-за повышения растворимости деполяризаторовкоррозионного процесса и появления механических напряжений в металле.
Поляризация коррозирующегометалла внешним постоянным током влияет на коррозионное разрушение металлов следующимобразом: при анодной поляризации металла (подключение его к положительному полюсувнешнего источника тока) скорость коррозии увеличивается, при катодной поляризациив большинстве случаев наблюдается защитный эффект, т.е. скорость коррозии металлауменьшается. Скорость коррозии зависит от рН среды, возрастая по мере подкислениясреды, если не происходит пассивирования металла. В нейтральных средах скоростькоррозии железа слабо зависит от изменения величины рН. При возрастании рНскорость коррозии железа и стали уменьшается. Наличие в среде микроорганизмов ипродуктов их жизнедеятельности оказывает существенное влияние на характер коррозионныхразрушений металлов. При микробиологической коррозии коррозионные пораженияносят локальный характер, скорость коррозии достигает значительных величин.Внутренняя электрохимическая коррозия металлов связана природой металла, его составомструктурой, состоянием, поверхности, напряжениями в металле и др., а также с термодинамическойустойчивостью металла и его местом в периодической системе элементов. Термодинамическаяустойчивость выше у металлов с более положительным равновесным потенциалом.
Скорость и характеркоррозии металлов в электролитах зависят от структуры, состояния исходнойповерхности металла, различных видов воздействия механического фактора.
Тщательно отполированная поверхностьметалла придаёт ему коррозионную устойчивость в агрессивных средах, так как облегчаетсяобразование более совершённых и однородных защитных плёнок, в том числе ипассивных.
На процесс коррозии металловоказывают влияние кристаллическая структура металлов и наличие различных структурныхдефектов. Установлено, что скорость коррозии увеличивается при низкой плотностиупаковки атомов в кристаллографической плоскости, неупорядоченности атомов вкристаллической решётки, дефектах её структуры Структурная гетерогенность сплававо многом предопределяет развитие электрохимической коррозии. В отличие от однородныхсплавов гетерогенные структуры менее стойки к коррозии. Скорость коррозии уменьшается,если анодная фаза гетерогенной структуры способна пассивироваться. Послерастворения анодной фазы в поверхностном слое сплав приобретает практическиоднофазную структуру. Если заметно коррозирует и катодный компонент сплава, то возможновторичное (контактное, т.е. без тока внешней поляризации) выделение более благородногоэлемента на поверхности сплава в виде не сплошного пористого покрытия. Коррозияпри этом усиливается. Величина зерна в некоторой степени влияет на скоростькоррозии. При утолщении и загрязнении границ его примесями увеличиваетсямикро-электрохимическая гетерогенность и может начаться процесс межкристаллитнойкоррозии.
Значительное число металлическихизделий эксплуатируется в условиях одновременного воздействия коррозионной средыи механических напряжений. Опасность коррозионно-механических воздействий заключаетсяв том, что при незначительной скорости общей коррозии происходит полное разрушениеметаллического изделия. Под влиянием коррозионной среды и деформации металла возможныобразования коррозионно-механических трещин, понижения предела коррозионной усталости,разрушение металла вследствие механического воздействия агрессивной среды, коррозионнаякавитация и другие процессы.
Изучение зависимостискорости коррозии от минерализации среды позволяет охарактеризоватьагрессивность большей части нейтральных водных сред.
Зависимость скоростикоррозии железа и углеродистых сталей от концентрации солей в нейтральныхрастворах имеет вид кривой с максимум вследствие уменьшения растворимостидеполяризатора — кислорода при увеличении концентрации активирующих анионов.
Установлено, чтомаксимальная скорость коррозии наблюдается в 3-4%-ных растворах хлоридов.Скорость электрохимической коррозии металлов в растворах солей зависит отприроды растворенных ионов и их концентрации в растворе.
Однако скорость коррозииотдельных металлов в значительной степени зависит от характера анионов икатионов среды, от степени растворимости продуктов коррозии, экранирующихсвойств защитной пленки продуктов коррозии и осадков солей и её адгезии споверхностью металла.
С ростом минерализацииводы скорость коррозии металла закономерно растет, проходит через максимум изатем снижается.
Наличие хлор- исульфат-ионов в среде повышает агрессивность вод по отношению к большинствуконструкционных металлов.
Агрессивные ионы, в частностиионы хлора, оказывают, значительное влияние на скорость коррозии при движениисреды. Влияние концентрации хлор — ионов становится особенно заметным(увеличение скорости коррозии стали в несколько десятков раз) при увеличениискорости движения среды от 1,2 до 200 м/с.
При повышении до 8 рНсреды практика показывает, что скорость, коррозии стали в интенсивноперемешиваемых сточных водах заметно снижается.
В сточные воды возможнопопадание довольно значительного количества взвешенных частиц, что связано снарушением технологии подготовки нефти и воды, ремонтно-восстановительнымиработами и т.п. Влияние взвешенных частиц на процесс коррозии объясняется тем,что при движении жидкости повреждаются защитные пленки и осадки на стенкахтрубопроводов, а также на поверхности металла часто образуются рыхлые осадки,не имеющие защитного эффекта, не препятствующие доступу деполяризаторов кповерхности и переходу ионов металла в агрессивную среду. При воздействииаэрированной и анаэробной среды на поверхности металла под осадками продуктовкорроизии и механических примесей возможно образование и функционированиеэффективно действующих пар дифференциальной аэрации, что также стимулируетлокальную коррозию черных металлов в этих условиях. При этом добавить унос сКВЧ ингибиторов коррозии.
2.3 Методы борьбы скоррозией трубопроводов в системе ППД применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
Применяющиеся в НГДУ«Лениногорскнефть» в настоящее время методы противокоррозионной защитыводоводов могут быть сгруппированы следующим образом:
— технологическиемероприятия, способствующие снижению коррозии действующего оборудования,направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств сред.
Как показывает практика,технологические меры защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникацийнаиболее эффективны. Основными задачами таких методов защиты являются:
— предотвращение попаданияв сточные воды промыслов кислорода из атмосферы и других источников;
— снижение коррозионнойагрессивности среды с удалением из неё компонентов, вызывающих коррозию;
— созданиепротивокоррозионных условий для надежной эксплуатации действующего оборудования(изменение конструкций, снижение механических нагрузок).
— специальные методы,применяемые совместно с другими технологическими мероприятиями: ингибиторыкоррозии, бактерициды, защитные покрытия, неметаллические материалы,коррозионностойкие сплавы, а также электрохимическая защита(протекторнаязащита)
2.3.1 Применение труб сзащитными покрытиями
Защита покрытиями – одиниз наиболее распространенных и эффективных методов качества и долговечностиметаллических конструкций в агрессивных условиях.
Покрытия могут существенноувеличить сопротивление поверхности металла и сплав износу, окислено привысоких температурах и т.д. Иногда можно весьма успешно заменить дорогиедефицитные сплавы более простыми и дешевыми с защитными покрытиями.
И сегодня покрытияостаются наиболее широко используемым методом противокоррозионной защиты, на ихдолю приходится свыше 80 % противокоррозионных мероприятий.
Основная роль покрытия каксредства защиты от коррозии сводится к изоляции поверхности металла от внешнейсреды, т.е. созданию физического барьера для работы микропар.
При высокой коррозионнойактивности и для ответственных сооружений используют комбинированные методы,т.е. методы сочетающие в себе несколько способов защиты. Результативный эффекткомбинированной защиты обычно выше суммарного эффекта соответствующихиндивидуальных методов.
Защитные покрытияклассифицируют на металлические и неметаллические.
К металлическим относятпокрытия из чистых металлов и их сплавов (цинк, алюминий, хром, никель, кадмий,титан, легированные стали и т. д.).
Неметаллические покрытия всвою очередь подразделяют на неорганические и органические. Неорганическиепокрытия в свою очередь подразделяют на неорганические и органические.
Неорганическиенеметаллические покрытия — силикатные, цементные, оксидные, фосфатные,хроматные; органические — покрытия на основе высокомолекулярных соединений (синтетическиесмолы, термопластичные полимеры, эластомеры), битумов, незастывающих смазок.Металлические покрытия
Значительную часть изделийиз низкоуглеродистых сталей покрывают цинком. Цинк аноден по отношению кжелезу, и когда влага проникает до основного металла, цинк разрушается,обеспечивая защитное действие. Цинковые покрытия широко употребляются длязащиты стали в водных средах. Сталь с этим покрытием надёжно применяют в средахпри рН=6-12.
Алюминиевые покрытияобладают высокими противокоррозионными свойствами и окалиностойкостью. Так же,как и цинк, алюминий является анодом по отношению к стали и, следовательно,электрохимически защищает стальную поверхность. Алюминий стоек вконцентрированной азотной и серной кислотах, в воде и водных растворах солей,во влажных газах (сероводороде и сернистом газе) при рН=4 — 9.
Хромовые, никелевые,кадмиевые, боридные покрытия. Эти металлы также коррозионностойкие вгазообразных и жидких агрессивных средах и применяют их в нефтедобывающейпромышленности в основном для защиты ответственных деталей оборудования(клапаны, штоки, муфты и т. д.).
Недостаток всехметаллических покрытий — их пористость.
Неметаллическиенеорганические покрытия
Стеклоэмалевые покрытия получилинаибольшее распространение и представляют собой сплавы различных силикатов. Ониустойчивы практически во всех коррозионно-активных средах и особенно привысоких температурах. Ситаллы и шлакоситаллы — новые материалы тина стёкол, нос мелкокристаллической структурой(закристаллизованные стёкла).
Ситаллы обладают высокойпрочностью, твердостью, химической и термической устойчивостью, малым тепловымрасширением и др.
Покрытия на основе вяжущихматериалов. Это главным образом цементные толстослойные облицовочные покрытия.Ценное свойство цементных покрытий они не обрастают карбонатными отложениями,которые на металлических трубах иногда приводят к значительному снижениюпропускной способности.
Химические покрытия-оксидные, фосфатные, хроматные. Эти покрытия предназначены главным образом длязащиты от атмосферной коррозии.
Органические (полимерные)покрытия
Полимеризационныепластмассы, (полиизобутилен, поливинилхлорид, асбовинил) стойки в минеральныхкислотах, минеральных солях, щелочах; имеют хорошие физико-механические идиэлектрические свойства. Изготавливают: листы, пластины, трубы, арматуру.Используют в качестве покрытий (отвердение на воздухе 10-30 сут., при нагреве2-15 сут.).
Полимеризационныепластмассы, (пентапласт, поликарбонат, полиарилат, фенилон). Химически стойки кбольшинству органических растворителей, щелочам и кислотам. Пленки практическинепроницаемы для кислорода и азота. Имеют хорошие механические идиэлектрические свойства. Теплостойкость 120 0С. Обладают хорошимитехнологическими свойствами: свариваются, экструдируются, льются. Изготавливаютлисты, трубы, порошки, футерованные трубы и изделия.
Эпоксидные смолы –наиболее распространенные в антикоррозионной технике. Химически стойкиетермоактивные смолы с очень хорошими диэлектрическими свойствами. Приотвердении эпоксидные смолы приобретают сетчатую трехмерную структуру ипереходят в неплавкое и нерастворимое состояние.
Переход эпоксидных смол вотверждаемое состояние и неплавкое состояние в отличие от других смол несопровождается выделением летучих продуктов. Поэтому исключается возможностьобразования пор и вздутий, усадка не превышает 0,5% при 100 0С.
Жизнеспособностьэпоксидных смол с отвердителями не превышает обычно 5 ч, без отвердителейсохраняется более 3-х лет.
Для улучшения свойствэпоксидных смол (диэлектрических, термостойкости, эластичности) их модифицируютпластификаторами, совмещают с другими смолами, каучуками и т.д.
Лакокрасочные материалы
В зависимости от условийэксплуатации лакокрасочные покрытия подразделяют на атмосферостойкие,водостойкие, бензостойкие, маслостойкие, химически стойкие и т. д.
Защитные лакокрасочныепокрытия — это многослойные системы, состоящие из грунта и верхних кроющихслоев.
Верхние кроющие слон,наносимые по грунту, играют роль диффузионного барьера, тормозящего доступвнешне среды к поверхности металла. Они должны быть малопроницаемы для влаги,паров, газов, ионов электролита, не должны набухать и разрушаться приэксплуатации в данной среде. Грунт должен обеспечивать хорошую адгезию междуповерхностью подложки и защитными покрытиями.
Свойства грунтов зависятот характера вводимых в них пигментов и типа применяемых связующих. Грунтыподразделяют на пассивирующие, протекторные и инертные в зависимости отпротивокоррозионных свойств входящих в них пигментов.
Доступность лакокрасочныхматериалов в широком ассортименте, возможность механизации и автоматизациипроцессов нанесения и сушки покрытий способствуют широкому применениюлакокрасочных материалов везде, где требуется эффективная защита металла откоррозии.
2.3.2 Применениеметаллопластмассовых труб
Плодом благотворительногосоюза науки и производства в ОАО «Татнефтъ» явилось решение проблемызащиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. В конце 70-х годов впрактике защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций от коррозииназревала критическая обстановка. Сроки службы трубопроводов не превышали 5-6лет, требовались огромные средства для поддержания их в работоспособномсостоянии, был дефицит труб, лакокрасочных материалов, ингибиторов коррозии,средств электрохимической защиты. Решением Руководства объединения«Татнефть» по документации, разработанной учеными института«ТатНИПИнефть», было создано мощное современное производствометаллопластмассовых труб МПТ). Ими заменено более 90 % разводящих и подводящихтрубопроводов сточных вод в системе ППД или около 10 тыс. км, что позволилопочти в 400 раз снизить удельную аварийность. Трудно представить, что было бы,если бы не были приняты своевременные меры. В текущем году на 10 тыс. кмводоводов в 2 дня происходит в среднем один порыв, в то время как в 1985 году — 100 порывов ежедневно. В этом году принято решение о значительноминвестировании средств в трубопроводное строительство. За год запланированопостроить 3920 км, в основном, футерованных трубопроводов. Ежедневно на трассахтрубопроводов работают около 250 строительно-монтажных звеньев. Основной объемработ предполагается произвести в летнее время. Для выполнения запланированногообъема были произведены большие подготовительные работы, особенно по увеличениювыпуска нефтепроводных труб. Так, произведена реконструкция цеха №3 ЦБПО-РНОпод выпуск МПТ для нефтесбора. Увеличение производительности цеха более, чем на30% достигнуто благодаря внедрению технологии механического соединения цеховогостыка. Большая работа была произведена на БМЗ по выходу на проектную мощность сприменением отечественных антикоррозийных порошковых покрытий. Ритмичноефункционирование производства достигнуто благодаря ритмичному и своевременномуфинансированию закупки соответствующих труб и расходных материалов,добросовестному исполнению должностных обязанностей широкого кругаспециалистов, ученых, инженеров и рабочих. Для сокращения сроков окончаниязамены нефтепроводов принято решение об увеличении выпуска футерованных труб наБМЗ, для чего заключен контракт на поставку импортного оборудования для выпускаоколо 1500 км соответствующих труб. В настоящее время идет большаяподготовительная работа к началу производства строительно-монтажных работ,которые необходимо закончить к концу следующего года. Предполагается в течение4-5 лет свести аварийность на нефтепроводах до минимальной величины. Внастоящее время в институте «ТатНИПИнефть» и НПУ «ЗНОК иППД», занимающихся в ОАО «Татнефть» решением проблем коррозии,имеются разработки мировой значимости, начиная от организации производстваметаллопластмассовых теплоизоляционных труб различного диаметра, кончаяпроизводством технологических материалов. В числе последних — адгезионныиклей-расплав для нанесения полиэтиленовой изоляции на стальные трубы (до 1000т/год); двухслойная термоусадочная лента для изоляции сварных стыков труб вполевых и базовых условиях; полиэтиленовая пленка для изоляции амбаров игидроизоляции общего назначения и другая продукция Экономический эффект отвнедрения металлопластмассовых труб составляет около 16 млрд. рублей. Это отэкономии только эксплуатационных затрат. Трудно оценить, во что это могло бывылиться, если бы не было принято своевременно соответствующих мер.
2.3.3 Применениепротекторной защиты
Протекторная защита попринципу действия — это вариант катодной защиты. Отличие по существузаключается в ином источнике катодной поляризации защищаемого металла.Протектор соединённый накоротко с защищаемой конструкцией, создаёткороткозамкнутый гальванический элемент, который и является источникомпостоянного тока. Защищаемый металл становится катодом, а металл протекторарастворимым анодом.
Протектор изготавливаютчаще всего из сплавов цинка, магния, алюминия, т.е. из металлов недорогих иобладающих по сравнению с остальными техническими металлами заметно болееэлектроотрицательным равновесным потенциалом. В условиях подземной коррозиикоэффициент полезного использования магниевого протектора может достигать 60%,алюминиевого — порядка 50% и цинкового — ориентировочного до 80%; в условияхморской коррозии степень использования протекторов выше за исключениеммагниевого, а срок службы ниже. Равномерность анодного растворения протектора всистеме защиты от подземной коррозии обеспечивается погружением его в слойнаполнителя (активатор). Наполнитель представляет собой смесь гипса, глины, сульфатанатрия и других солей, и обладает повышенной по сравнению с окружающим грунтомпроводимостью. Заметим, что наполнитель, применяют в системах катодной защиты.Радиус действия протектора зависит от электропроводности коррозионной среды. Например,радиус действия цинкового протектора в дистиллированной воде составляет 0,1 см,в 0,03%-ном растворе хлорида натрия — 15см и в морской воде — 400 см. Обычносоотношение поверхностей протектора и защищаемого металла находятся в пределахот 1:200 до 1:1000.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ
С учетом неоднородности исложной структуры подземных трубопроводов на территории нефтяных промыслов(наличие большого количества соединений с трубопроводами с низким качествомизоляции, сближений и пересечений с трубопроводами другого назначения и т.п.)из всех методов ЭХЗ наиболее приемлема протекторная защита магниевымипротекторами.
Соединение защищаемоготрубопровода с другим незащищенным трубопроводом с некачественной наружнойизоляцией и, особенно, с технологической установкой, где сходятся десятки плохоизолированных трубопроводов может значительно снизить защитные потенциалы натрубопроводе и сократить срок службы протекторов за счет рассеивания защитныхтоков по незащищенным подземным сооружениям. Устранение этого факторадостигается установкой изолирующего фланца (ИФ) на защищаемом трубопроводеперед соединением с другим трубопроводом или с системой трубопроводов
Подземные трубопроводы,могут быть эффективно защищены по двум схемам протекторной защиты:
— схема с распределеннымипротекторами (РП);
— схема с групповымипротекторами (ГП).
/>
Рис. 1 Технологическаясхема протекторной защиты трубопровода с распределенными протекторами (РП): 1 –трубопровод; 2 — протектор; 3 — изолирующие фланцы; 4 -технологическаяустановка (ТП, УКПН, ГЗУ, ГЗНУ, КНС)-со сходящимися трубопроводами; 5-контрольно-измерительная колонка (КИК); 6 – траншея; 7 — незащищенныетрубопроводы; 8 — место соединения с незащищенным трубопроводом (или обсаднойколонной)
/>
Рис. 2. вариантытехнологической схемы протекторной защиты трубопровода с групповымипротекторами (ГП): а — гираллельное размещение ГП; б — перпендикулярноеразмещение ГП. 1 — трубопровод; 2 – траншея; 3 — протектор; 4 -дренажный КИК;5-дренажный провод; 6 – КИК
По схеме с РП протекторыразмещают горизонтально в одной траншее с защищаемым трубопроводом с шагом,кратным длине плети труб. Большинство протекторов электрически соединяют струбопроводом напрямую на дне траншеи, а контрольные протекторы — черезконтрольно-измерительные колонки (КИК)
По схеме с ГП протекторы,электрически соединенные между собой в группу, горизонтально размещают вотдельной траншее глубиной не менее 1.8 м и шириной не менее 0.15 м (приприменении стержневых неупакованных в активатор протекторов диаметром до 80(мм) и 0.25 м (при применении упакованных протекторов), вырытой параллельнозащищаемому трубопроводу на расстоянии 3-5 м от него. Длина траншей ирасстояние между ними определяются расчетом. Посередине траншею для протекторасоединяют с траншеей для трубопровода траншеей шириной не менее 1м. Всегрупповые протекторы электрически соединяют с трубопроводом через КИК ПрименениеИФ аналогично схеме с РП
В современной практикепризнано наиболее целесообразным комбинировать протекторную (так же как икатодную) защиту с защитными покрытиями. Защитный эффект комбинированной защитынеобычайно высок.
Если непокрытый стальнойтрубопровод, уложенный в грунт, требует установления магниевых протекторовчерез каждые 30 м, от изолированный трубопровод защищается одним таким жепротектором на протяжении 8 км.
Преимущества протекторнойзащиты заключаются в необычайной простоте, достаточной эффективности, высокомуровне рентабельности. Недостатками протекторной защиты являются некотораястабильность защитного тока в процессе эксплуатации (за счет частичнойпассивации протектора), относительно малый срок службы протекторов, а такжеменьшая по сравнению с катодной эффективность защиты.
2.3.4 Расчет протекторнойзащиты водоводов
Исходные данные:
диаметр dт= 0,159 м,
толщина стенки δ=0,005 м,
длина Lт =4500 м,
средняя глубина укладки hт=1,5 м;
наружная изоляция –полиэтиленовая пленочная (измерения сопротивления изоляции методом катоднойполяризации не проводились, изоляция прошла контроль сплошности искровымдефектоскопом ДИ-74 в цехе после нанесения покрытия и в поле после изоляцииполевых стыков, выполнены ремонт обнаруженных дефектов и повторный дефектоскопическийконтроль прибором ДИ-74).
Таблица 1. Распределениеудельного сопротивления грунта ρ1 вдоль трассы:Участки, м 0-600 600-1200 1200-2000 2000-2500 2500-3500 3500-4500 Длины участков t1, м 600 600 800 500 1000 1000 ρ1, Ом м 18 25 32 20 39 22
Расчет параметровпротекторной защиты
Принимаем сопротивлениеизоляции через 2 недели после засыпки трубопровода Rн = 6000 ОМ м2.
Рассчитываем начальноесопротивление изоляции (через 1 год после засыпки, когда поры и дефектыпокрытия заполнены влагой и грунтом):
Rн (О) = К Rи (1)
Rн (О) = 0,5 6000 = 3000ОМ м2
Рассчитываем сопротивлениеизоляции на конечный срок эксплуатации Т=15 лет:
Rи =Rи (0) ехр(-λТ) (2)
Rи= 3000 ехр (-0,125 15) =460 ОМ м2
Определяем среднее потрассе значение удельного сопротивления грунта:
ρ= /> (3)
ρ/>
5. Так как минимальное имаксимальное значения удельного сопротивления грунта участков отличаются отсреднего значения не более чем в 2 раза, а диаметр трубопровода по всей длинеодинаков, то трубопровод считаем однородным по исходным параметрам
6. Рассчитываем продольноесопротивление водопровода:
r = /> (4)
r/>Ом/м
7. Рассчитываем переходноесопротивление водопровода:
R=/>(5)
/>
7.1. Определяем нулевоеприближение
R0=/>
7.2. Подставляя значениенулевого приближения в формулу (5) находим первое приближение:
/> Ом м
7.3. Подставляя это значениев (5), получаем второе приближение:
R2=/>Ом м
7.4. Поскольку значениядвух последних приближений совпали, то принимаем R=994 Ом-м.
8. Значение расстояниямежду протекторами L определяем из табл.
Таблица 2. Расстояние междупротекторами L, при схеме с РП (в числителе в метрах в знаменателе в плетях)Диаметр трубопровода, dт, м Сопротивление изоляции Rи, Ом*м2 250 350 500 700 1000 0,089 264/8 363/11 528/16 726/22 1056/32 0,114 198/6 297/9 429/13 594/18 858/26 0,159 165/5 231/7 330/10 462/14 660/20 0,219 132/4 198/6 264/8 363/11 528/16 0,273 99/3 132/4 198/6 264/8 396/12 0,325 66/2 99/3 132/4 198/6 264/8 0,426 66/2 99/3 132/4 198/6 264/8 0,530 66/2 99/3 132/4 198/6 264/8

Ближайшие к найденномузначению сопротивления изоляции (Rи=460) табличные значения составляют Rин=350и Rик=500 Ом м2. Для диаметра dТ=0,159 находим: L(350) =231м, L(500) =330м. Поинтерполяционной формуле определяем:
Д=Д(Кин)-( Ки-Кин)/>/>(6)
L=/>/>м
в плетях это составит304/33=9 плетей.
9. Из рис. 3 по ρ=26Ом м и dТ=0,159 м находим длину каждого протектора Lп =4,5м. При длине стержнейLс =1 м это 4,5 стержня (стержни можно распиливать пополам).
/>
Рис. 6. Номограмма дляопределения длины, протектора (протекторной сборки) при схеме защиты сраспределенным протектором (РП). Цифры у кривых — диаметры трубопровода в мм
10. Рассчитываем требуемыйдиаметр протектора по сроку службы Тп по формулам:

dп=/>(7)
/> (8)
10.1. Задаемся dп =0,04 ми рассчитываем сопротивление протекторов:
Rп=/>(9)
Rп=/>Ом
10.2. Рассчитываем силутока протекторов (принимаем Rпр=0,01Ом):
IП =/>(10)
IП/>А
10.3. Рассчитываем КПДпротектора (значения коэффициентов для МП-3 находим из таблицы 4: а=0,45,b=0,37, c=6,3).
Таблица 3. Значениякоэффициентов a, b и c для магниевых протекторов.Тип сплава a b с МП-1, МА8Цч, МА8ЦБч 0,5 0,375 7,3 Мл16, МП-2, 3, 4 0,45 0,37 6,3 Мл15 (КМПО) 0,35 0,26 5,4
/>= 0,34 или 34 %
10.4. Рассчитываем диаметрпротектора:
dп=/>м
10.5. Уточняемсопротивление растеканию протектора с учетом найденного диаметра:
Rп=/>Ом м
10.6. Уточняем силу тока:
IП =/>А
10.7. Уточняем КПД:
/>= 0,29
10. 8. Уточняем диаметрпротектора:
dп=/>м
10.9. Еще раз уточняемпараметры с учетом этого диаметра: Rп=5,16 Ом, IП=0,113 А, η=0,28,dп=0,068 м.
Значения двух последнихприближений dп близки между собой (разница 3%), поэтому принимаем dп=0,068 м
11. Определяем количествопараллельных рядов протекторных стержней в каждой точке:
N =( dп/ dc)2 (11)
N=(0.068/0.04)2=3
12. Таким образомпараметры протекторной защиты следующие:
— расстояние междупротекторами L=304 м или 9 плетей;
— длина протектораLП=4,5м;
— длина стержней dc=0,04м;
— стержни общей длиной по4,5 м размещают в каждой точке 3-мя параллельными рядами.
2.3.5 Ингибиторная защитатрубопроводов
Наиболее эффективный методзащиты трубопроводов – ингибиторы, так как их легко применять при существующей технологиизакачки воды.
В настоящее время большаячасть нефтегазовых месторождений находится в поздней стадии разработки, когдаснижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Такие месторожденияхарактеризуются значительными осложнениями в процессах добычи, сбора иподготовки нефти, связанными с образованием стойких нефтяных эмульсий,отложениями АСПО, неорганических солей, наличием механических примесей,коррозионным разрушением оборудования и нефтепроводов.
Увеличение коррозионнойактивности добываемой совместно с нефтью воды на данном этапе являетсясерьезной проблемой. Наиболее эффективным и технологически несложным защитныммероприятием является ингибиторная защита.
Основным назначениемингибиторов коррозии является снижение агрессивности газовых иэлектролитических сред, а также предотвращение активного контакта металлическойповерхности с окружающей средой. Это достигается путем введения ингибитора вкоррозионную среду, в результате чего резко уменьшается сольватационнаяактивность ее ионов, атомов и молекул. Кроме того, падает и их способность кассимиляции электронов, покидающих поверхность металла в ходе его поляризации.На металле образуется моно- или полиатомная адсорбционная пленка, котораясущественно ограничивает площадь контакта поверхности с коррозионной средой ислужит весьма надежным барьером, препятствующим протеканию процессовсаморастворения. При этом важно, чтобы ингибитор обладал хорошей растворимостьюв коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью как на ювенильнойповерхности металла, так и на образующихся на нем пленках различной природы.
По механизму действияингибиторы делятся на адсорбционные и пассивационные.
Ингибиторы-пассиваторывызывают формирование на поверхности металла защитной пленки и способствуютпереходу металла в пассивное состояние. Наиболее широко пассиваторы применяютсядля борьбы с коррозией в нейтральных или близких к ним средах, где коррозияпротекает преимущественно с кислородной деполяризацией. Механизм действия такихингибиторов различен и в значительной степени определяется их химическимсоставом и строением.
Различают несколько видовпассивирующих ингибиторов, например, неорганические вещества с окислительнымисвойствами (нитриты, молибдаты, хроматы). Последние способны создавать защитныеоксидные пленки на поверхности корродирующего металла. В этом случае, какправило, наблюдается смещение потенциала в сторону положительных значений довеличины, отвечающей выделению кислорода из молекул воды или ионов гидроксила.При этом на металле хемосорбируются образующиеся атомы кислорода, которыеблокируют наиболее активные центры поверхности металла и создают добавочныйскачок потенциала, замедляющий растворение металла.
Возникающийхемосорбционный слой близок по составу к поверхностному оксиду.
Большую группу составляютпассиваторы, образующие с ионами корродирующего металла труднорастворимыесоединения. Формирующийся в этом случае осадок соли, если он достаточно плотныйи хорошо сцеплен с поверхностью металла, защищает ее от контакта с агрессивнойсредой. К таким ингибиторам относятся полифосфаты, силикаты, карбонаты щелочныхметаллов.
Отдельную группусоставляют органические соединения, которые не являются окислителями, носпособствует адсорбции растворенного кислорода, что приводит к пассивации. Кчислу их для нейтральных сред относятся бензонат натрия, натриевая солькоричной кислоты. В деаэрированной воде ингибирующее действие бензоата накоррозию железа не наблюдается.
Частицы адсорбционныхингибиторов (в зависимости от строения ингибитора и состава среды они могутбыть в виде катионов, анионов и нейтральных молекул), электростатически илихимически взаимодействуя с поверхностью металла (физическая адсорбция илихемосорбция соответственно) закрепляются на ней, что приводит к торможениюкоррозионного процесса.
Следовательно,эффективность ингибирующего действия большинства органических соединенийопределяется их адсорбционной способностью при контакте с поверхностью металла.Как правило, эта способность достаточно велика из-за наличия в молекулах атомовили функциональных групп, обеспечивающих активное адсорбционное взаимодействиеингибитора с металлом. Такими активными группами могут быть азот-, серо-,кислород- и фосфорсодержащие группы, которые адсорбируются на металле благодарядонорно-акцепторным и водородным связям.
Наиболее широкораспространенными являются ингибиторы на основе азотсодержащих соединений.Защитный эффект проявляют алифатические амины и их соли, аминоспирты,аминокислоты, азометины, анилины, гидразиды, имиды, акрилонитрилы, имины,азотсодержащие пятичленные (бензимидозолы, имидазолины, бензотриазолы и т.д.) ишестичленные (пиридины, хинолины, пиперидины и т.д.) гетероциклы.
Большой интереспредставляют соединения, содержащие в молекуле атомы серы. К ним относятсятиолы, полисульфиды, тиосемикарбазиды, сульфиды, сульфоксиды, сульфонаты,тиобензамиды, тиокарбаматы, тиомочевины, тиосульфокислоты, тиофены,серосодержащие триазолы и тетразолы, тиоционаты, меркаптаны, серосодержащиеальдегиды, кетосульфиды, тиоэфиры, дитиацикланы и т.д.
Из фосфорсодержащихсоединений в качестве ингибиторов коррозии используются тиофосфаты,пирофосфаты, фосфорамиды, фосфоновые кислоты, фосфонаты, диалкил- идиарилфосфаты.
Кислород обладаетнаименьшими защитными свойствами в ряду гетероатомов: кислород, азот, сера,селен, но на основе кислородсодержащих соединений возможно созданиевысокоэффективных ингибиторных композиций.
Нашли применение пираны,пирины, диоксаны, фенолы, циклические и линейные эфиры, эфиры аллиловыхспиртов, бензальдегиды и бензойные кислоты, димочевины, спирты, фураны,диоксоланы, ацетали, диоксоцикланы и др.
В последние годы приразработке ингибиторов коррозии наметилась тенденция к применению сырья,содержащего переходные металлы, комплексы на их основе и комплексообразующиесоединения, которые взаимодействуют с переходными металлами, присутствующими вэлектролите или на защищаемой поверхности.
Доказано, что на основетаких соединений и комплексов, используя в качестве сырья отходы катализаторныхпроизводств и отработанные катализаторы, можно создать высокоэффективныеэкологически чистые ингибиторы коррозии углеродистых сталей в водных средах. Кнаиболее изученным относятся соединения и комплексы на основеорганополимолибдатов, ароматических и алифатических аминов, гидразидовнекоторых органических кислот, триазолов, включающих Zn,Ni, Al,Co и их соли.Хемосорбция комплексов на поверхности стали происходит в результатевзаимодействия комплексного аниона, который образуется при диссоциации комплексав водных средах, с электронами незавершенных d-орбиталей железа.
К сожалению, используемыереагенты не всегда обеспечивают достаточно высокий защитный эффект. Даже вусловиях одного НГДУ или месторождения на разных участках этот показатель можетсущественно различаться. Это может быть связано с растворимостью(диспергируемостью) ингибитора в пластовых флюидах, низкой степенью егосовместимости с пластовыми водами, неправильным подбором реагента дляконкретных условий. Обычно на практике эту проблему решают, увеличиваядозировку реагента, что тоже не всегда дает нужный эффект. Следовательно,необходимо создание новых ингибиторных композиций, которые могли быобеспечивать высокий защитный эффект в широком диапазоне условий применениялибо улучшение качества уже существующих составов.
Таким образом, для решениясложных задач, связанных с коррозионным разрушением оборудования итрубопроводов, необходимо создание новых ингибиторных композиций или применениефизических методов воздействия на коррозионные среды, или же совместноеиспользование химических и физических методов.
/> />
Технологическая схема подачи ингибитора показана на рисунке 4.
Рис 4 Технологическаясхема подачи ингибитора коррозии.
К блокам, предназначеннымдля дозированного ввода ингибитора, в бочках подвозят ингибитор коррозии.Откуда ингибитор по ингибиторной линии с помощью шестеренчатого насоса (Ш-5)перекачивают в технологическую емкость, предназначенную для подготовки ихранения ингибитора.
Блок разделяют на 2отсека: технологический и щита контроля автоматики. В технологическом отсекесмонтированы: шестеренчатый насос, который по мимо указанной выше функцииосуществляет периодическую циркуляцию ингибитора по схеме «емкость – насос –емкость», что в свою очередь предотвращает загустевание ингибитора. Емкостьтехнологическая снабжена электронагревателем для подогрева ингибитора иуказателем уровня.
Из технологической емкостиингибитор подается в дозировочный насос. Дозировочный насос – регулируемоеоборудование для дозирования жидкостей. В дозировочном насосе предусмотренасистема регулирования хода плунжера между нулем и максимальной величиной,согласно его функционально-конструктивным характеристикам. Регулированиеосуществляется при помощи маховика, расположенного на редукторе. Отсчетурегулированной величины осуществляется на градуированной шкале в единицах хода(мм).
Затем ингибитор издозировочного насоса подается в водовод..
Необходимая дозировкаингибитора рассчитывается в лабораторных условиях путем стендовых испытаний.
2.4 Ингибиторы коррозии,применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
В условиях НГДУ«Лениногорскнефть» в настоящее время для защиты трубопроводов в системе ППДприменяются следующие ингибиторы коррозии: Викор-1А, ТНПХ-21 «б», СНПХ-6301«кз», Амфикор, Тинкор, СНПХ-6030 «б», Альпан, Напор-1007.
Характеристика приведенныхингибиторов коррозии приведена в таблице
Таблица 4. Характеристикаингибиторов коррозии, применяемых в НГДУ «Лениногорскнефть»Название Назначение Растворимость Рекомендуемые технологии и дозы г/м3 Система ППД нефтесбор Викор-1А Защита оборудования, металлов в водонефтяных средах в присутствии сероводорода и углекислого газа Водоинспергируемый 50 50 ТНПХ-21 «б» Защита от коррозии нефтепромыслого оборудования в кислород и сероводородсодержащих средах Малорастворимый, водоинспергируемый 50 50 СНПХ-6301 «кз» Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования Водоинспергируемый 50 50 Амфикор Защита оборудования в минерализованных сероводородсодержащих водах Водорастворимый 25 50 Тинкор Защита оборудования в минерализованных сероводородсодержащих водах Малорастворимый, водоинспергируемый 100 150 СНПХ-6030 «б» Защита от внутренней коррозии трубопроводов системы ППД и системы сбора обводнённой нефти. В высокоминерализованных средах, содержащих сероводород и углекислый газ. Водоинспергируемый 50 50 Альпан Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования в кислород и сероводородсодержащих средах Водорастворимый 25 50 Напор-1007 Защита трубопроводов системы ППД, системы сбора обводнённой нефти. В нефтепромысловых средах, содержащих сероводород, углекислоту, СВБ, при наличии кислорода не более 1 мг/л Водоинспергируемый
И.К.-30
Бакте-рицид 150
И.К.-50
Бактерицид 150
Наиболее широкоеприменение в НГДУ «Лениногорскнефть» нашел ингибитор коррозии СНПХ-6301 «кз»,вследствие его относительной дешевизны и высокой технологической эффективности.
2.5 Контроль эффективностиингибиторной защиты трубопроводов
Контроль скорости коррозиитрубопроводов, как фоновой, так и с ингибиторами коррозии, производится спомощью УКК, в которых могут использоваться три метода определения скоростикоррозии:
— гравиметрический(образцы свидетели}:
— электрохимический (двухили трех электродный коррозиметр, измеряющий поляризационное сопротивление прилинейной поляризации);
— резистометрический(коррозиметр, измеряющий электрическое сопротивление стального образца).
Гравиметрический ирезистометрический методы используются в любых водных, безводных и смешанныхкоррозионных средах.
Электрохимический методиспользуют только в минерализованных водных средах, а также в прямыхводонефтяных эмульсиях, в которых внешней фазой является вода. В последнемслучае должна быть устранена возможность загрязнения датчиков нефтью.
Резистометрический методможет использоваться в любых средах, но в условиях преобладания локальнойкоррозии может давать существенные погрешности.
Гравиметрические УККмонтируют на всех точках контроля коррозии.
Электрохимические УККмонтируют рядом с гравиметрическими или самостоятельно на нефтепроводах срасслоенным режимом течения водонефтяной смеси и водоводах, на которых имеетсянеобходимость оперативного мониторинга коррозии (например, особо ответственныетрубопроводы; трубопроводы, где проходятся опытно промысловые испытания новыхингибиторов коррозии и реагентов комплексного действия).
Ввод образцов-свидетелей иэлектрохимических зондов УКК производится через лубрикаторные устройства спроходным сечением отсекающего крана или задвижки диаметра 50 или 100 мм. Зондыэлектрохимических коррозиметров могут быть размещены в трубопроводахнепосредственно, путем врезки в трубопровод. Такие зонды обычно извлекают и взависимости от скорости коррозии они, могут проработать несколько лет; ихудобно устанавливать вне обслуживаемых площадок (в поле).
Лубрикаторные устройстваустанавливают на прямых участках трубопроводов на расстоянии не менее 10диаметров от поворотов и не менее 5 диаметров до поворотов.
Определение фоновойскорости коррозии и скорости коррозии с ингибиторами коррозии или реагентомкомплексного действия производится на одном и том же УКК. При этом на периодопределения фоновой скорости коррозии подачу ингибитора коррозии или реагентакомплексного действия прекращают.
УКК па трубопроводах, какправило, устанавливают :
— в конце каждогообрабатываемого ингибитором коррозии или реагентом комплексного действиянефтепровода на входе товарного парка или установки предварительного сбросаводы;
— в конце защищаемоготрубопровода перед врезкой в другой трубопровод в том случае, если, цель защитытрубопровода после врезки не ставится;
— в конце особоответственного трубопровода перед врезкой в другой трубопровод;
— в промежуточных точкахдлинных трубопроводов, если удаление точки дозирования ингибитора коррозиипревышает 10 км.;
— в конце защищаемогоингибитором коррозии или реагентом комплексного действия трубопровода,соединяемого на площадках ГЗНУ или ДНС с другим защищенным или незащищеннымтрубопроводом. Размещение УКК на месте дозирования ингибитора коррозии илиреагента комплексного действия необязательно, так как это не дает однозначнойинформации о защищенности по всей длине трубопровода. На трубопроводахэлектроды электрохимической УКК размещают на минимальном расстоянии от нижнейобразующей. Размещение образцов-свидетелей в гравиметрических УКК производитсяс помощью стандартной кассеты, устанавливаемой вертикально в самой нижней частипоперечного сечения трубопровода.
Чаще всего для оценкизащитной эффективности ингибиторов используют гравиметрический методопределения скорости коррозии металлов, дополняя его тестированием образцов, накоторые тем или иным способом нанесен исследуемый ингибитор. Степень защиты ингибиторавычисляют путем сопоставления экспериментальных данных, полученных нанеингибированных и ингибированных образцах.
Гравиметрический методопределения скорости коррозии металлов можно применять в двух вариантах:
1 – определение скоростикоррозии по увеличению массы образцов – свидетелей.
2 — определение скоростикоррозии по потере массы образцов -свидетелей.
Скорость образцов в первомварианте вычисляют по формуле :
Vум = /> (12)
где Vум = скоростькоррозии образца, определения по увеличению его массы, г/м2 ч;
m0 = 16,3025 г – массанеобходимого образца;
m1 = 16,3206 г – массаобразца с продуктами коррозии;
S = 0,00265 м2 – площадьповерхности образца;
t = 7 дней=168 часов –продолжительность испытаний;
n = 1,1 – коэффициент,зависящий от состава продуктов коррозии.
а)/>Vум = />
-без ингибитора коррозии
б) m1 = 16,3061 г – массаобразца с продуктами коррозии;

Vум = />
— с ингибитором коррозии.
Формула (12) примениматолько в тех случаях, когда известен химический состав продуктов коррозии,который может быть установлен специальными методами. Это является существеннымнедостатком первого варианта гравиметрического метода, так как он может бытьиспользован в основном для исследования газовой коррозии, при которой наповерхности металла образуется негидратированная опись, что обусловленоневозможностью образования слоя влаги при высокой температуре. Преимуществомпервого варианта является возможность наблюдения за кинетикой процесса на однихи тех же образцах, поскольку прослеживается увеличение их массы.
В случае реализациивторого варианта продукты коррозии удаляют различными составами,взаимодействующими не с основным металлом, а с продуктами коррозии. Для того,чтобы убедиться в отсутствии химического взаимодействия между металлом иочищающим составом или получить данные о растворимости в последнем основногометалла, ставят так называемую «слепую» пробу, то есть обрабатываютнеэкспонированные в коррозионной среде образцы.
Скорость коррозии вовтором варианте вычисляют по формуле:
Vпм = /> (13)
где Vпм = скоростькоррозии образца, определенная по потере его массы, г/м2 ч;
m2 = 16,2891 г – массаобразца после удаления продуктов коррозии.

а) Vпм = />
— без ингибитора коррозии
б) m2 = 16,2998 г – массаобразца после удаления продуктов коррозии;
Vпм = />
— с ингибитором коррозии.
По потере массы образцовможно оценивать коррозионную стойкость в баллах, предполагая, что металлразрушается равномерно.
Среднее значение скоростикоррозии по глубине растворения металла Vгр вычисляют, используя данные о Vпм:
Vгр = /> (14)
где 8,76 – переводнойкоэффициент, зависящий от природы металла;
V=/>
/>
— удельная масса образца.
а) Vгр = />
— без ингибитора коррозии

б) Vгр = />
— с ингибитором коррозии
Второй вариантгравиметрического метода определения скорости коррозии металла имеет ряднедостатков: практически весьма сложно удалить все продукты коррозии споверхности, не воздействуя на основной металл; невозможно определить скоростькоррозионных процессов, протекающих неравномерно.
2.6 Анализ порывноститрубопроводов в системе ППД
Протяженность водоводов всистеме ППД в НГДУ «Лениногорскнефть» по данным на июль 2004 года составляет1248 км. Ингибиторная защита направлена на повышение надежности и увеличениясрока службы трубопроводов, повышение экологической безопасности объектов, атакже на снижение количества порывов, приводящих к увеличению расходов пообслуживанию трубопроводов (ликвидация порывов)
Как видно из графика в1996 году было обработано 10,5 млн. м3 жидкости. Количество ингибиторовсоставило 697 тонн. В 1997-1998 гг. количество подаваемых ингибиторов снизилосьдо 505-551 т. соответственно. Снижение объемов закачки связано с уменьшениемколичества порывов. Так если в 1996 годы произошло 264 порыва водоводов, то в1999 году количество порывов снизилось до 96, что на 64% меньше.
В 2000-2002 гг. идетрезкое возрастание количества закаченного ингибитора, но из графика видно, чтоповышение количества закаченного ингибитора существенно не влияет на количествопорывов (что связано с не вовремя проведенными стендовыми испытаниями, повыявлению наиболее технологически эффективного и экономически выгодногоингибитора коррозии). Поэтому после 2002 года идет снижение количествазакачиваемого ингибитора.
Для определения наиболее выгодногоингибитора коррозии необходимо проводить стендовые испытания, которые былипроведены отделом техники и технологии защиты от коррозии института«Тат-НИПИнефть». Работы проведены с использованием стендовойустановки. Для каждого объекта, с которого сточная вода подается в систему ППД,определен свой, наиболее эффективный ингибитор коррозии.
Таблица 5. Результатыстендовых испытаний ингибиторов коррозии очистных сооружений Лениногорскоготоварного парка НГДУ «Лениногорскнефть».Марка ингибитора Дозировка г/м3 Скорость коррозии, мм/год Защитный эффект, % без ИК с ИК Напор-1007 30 0,150 0,134 10 СНПХ-6302Б 50 0,150 0,062 58 СНПХ-6301 КЗ 50 0,093 0,016 83 СНПХ-6030Б 50 0,093 0,070 25 Амфикор 50 0,083 0,052 37
Из представленных втаблице результатов видно, что наиболее высокую эффективность показал ингибиторкоррозии СНПХ-6301КЗ (83 %). На очистных сооружениях Лениногорского товарногопарка рекомендуется подавать ингибитор коррозии СНПХ-6301КЗ. Корректировку нормподачи ингибитора необходимо проводить по результатам измерения скоростейкоррозии на узлах коррозионного контроля.
Как следует изпредставленных выше результатов стендовых испытаний на объектах системы ППД«НГДУ „Лениногорскнефть“ высокий защитный эффект показалиингибиторы коррозии Напор-1007 и СНПХ-6301КЗ. Данные ингибиторы обладаютвысоким эффектом последействия и, соответственно, при подаче их по технологиипериодического дозирования, согласно РД 153-39.0-250-02 „Инструкция позащите футерованных полиэтиленом водоводов путем периодической подачиингибиторов коррозии“, можно добиться значительного снижения расхода, посравнению с непрерывной подачей.
2.7 Новые технологииингибиторной защиты
В последнее время в ОАО»Татнефть" введен режим экономии материальных затрат. Немалых средствтребует применение ингибиторов коррозии. В связи с этим актуальным становитсяширокое внедрение новых технологий ингибиторной защиты трубопроводов системнефтесбора и ППД, разработанных в институте ТатНИПИнефть, которые позволяютэкономить расход ингибиторов коррозии.
Одной из таких технологийявляется ингибиторная защита футерованных полиэтиленом водоводов сточных водметодом периодического дозирования. Вопрос необходимости разработки такойтехнологии появился еще в начале 90-х гг. в связи с массовым внедрением МПТ.Количество порывов водоводов системы ППД в результате этого резко уменьшилось,а объемы применения ингибиторов коррозии оставались практически на одномуровне. В отдельных НГДУ пытались уменьшить дозировки ингибиторов, но этопривело лишь к снижению их защитной эффективности. Известно, что независимо отплощади защищаемой поверхности, объемная концентрация ингибитора коррозии вагрессивной фазе должна быть не ниже защитной.
По данным исследованийинститута и лабораторий коррозии НГДУ значительная часть ингибиторов коррозии вреальных условиях водоводов адсорбируется на твердых взвешенных частицах. Такиепотери приводят к необходимости повышения дозировок ингибиторов выше защитнойконцентрации. Существовали определенные надежды на то, что поверхностьполиэтилена может служить своеобразным аккумулятором, отдающим ингибитор послеостановки его подачи. Однако эксперименты показали, что полиэтилен обладаетнизкой аккумулирующей способностью.
Значительно снизить расходингибиторов без уменьшения защитной эффективности позволяет эффектпоследействия. Этот эффект заключается в том, что после прекращения подачиингибитора его пленка сохраняется на защищаемой поверхности определенное время.Лабораторные исследования показывают, что водорастворимые ингибиторы обладаютнезначительным эффектом последействия, поэтому не допускают прекращения подачи.Для периодического дозирования необходимо использовать маслорастворимыевододиспергируемые ингибиторы.
Исследования показали, чтов порядке возрастания времени последействия промышленно применяемые в ОАО«Татнефть» ингибиторы можно расположить в ряд: Рекод-608 — СНПХ-6301КЗ — Нефтехим-1 — СНПХ-6030.
Эффект последействия и былзаложен в основу технологии периодического дозирования ингибиторов коррозии.Технология прошла приемочные испытания в системе ППД Акташских очистныхсооружений НГДУ «Заинскнефть».
Периодическое дозированиеингибитора коррозии проводилось при следующих технологических параметрах:
— время дозированияингибитора коррозии в цикле — 8 часов;
— концентрация ингибитораво время подачи — 255 г/м ;
— частота обработки — 1раз в двое суток.
Увеличение концентрацииингибитора коррозии при периодической подаче по сравнению с непрерывнымдозированием вызвано необходимостью быстрого формирования устойчивой защитнойпленки.
При указанных вышепараметрах фактический средний расход ингибитора коррозии СНПХ-6301 КЗ составил49 г/м3 сточной воды, что на 30% ниже по сравнению с технологией постоянногодозирования. При этом защитный эффект, определенный по образцам — свидетелям,установленным в 5 разных точках водоводов, в том числе на самых дальних КНС,сохранился на прежнем уровне. В настоящее время осуществление технологиипродолжается и проводится дальнейшая оптимизация параметров.
2.8 Выводы и предложения
На борьбу с коррозиейтрубопроводов, приводящей к частым их порывам, в НГДУ «Лениногорскнефть» и вчастности в ЦППД затрачивают огромные финансовые и материальные средства. Но к сожалениюполностью предотвратить коррозию трубопроводов пока при существующих методахборьбы с ней невозможно.
Качественное улучшение вработе по борьбе с коррозией по моему мнению связано со следующими вопросами:
разработка эффективной игибкой технической политики борьбы с коррозией трубопроводов;
научно-методическоеобеспечение исследовательских работ;
материально-техническоеобеспечение планируемых мероприятий;
Для борьбы с коррозиейтрубопроводов в ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть» применяются следующие методы:
Применение труб сзащитными покрытиями.
Протекторная защита.
Ингибирование.
Для более результативнойборьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД я предлагаю использовать:
Комбинированные методыборьбы с коррозией, т.к. при этом эффективность защиты трубопроводовзначительно возрастает, что влечет за собой увеличение срока службытрубопроводов и, соответственно, к снижению материальных и трудовых затрат наих обслуживание.
Ингибирование водоводов спериодической подачей ингибитора коррозии, что позволяет при равных защитныхэффектах снизить капитальные вложения.

3. Охрана труда ипротивопожарная защита
3.1 Охрана труда, техникабезопасности и противопожарная защита на объектах ППД НГДУ «Лениногорскнефть»
При проведении работ поповышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техникибезопасности, вытекающие из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающейпромышленности. Так, все рабочие, вновь поступающие на предприятие илипереводимые из одного участка работы на другой, должны пройти производственныйинструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватыватьвсе виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, накоторую он принят на работу.
Находясь на рабочих местах,рабочие должны пользоваться установленной для них специальной одеждой, обувью ииндивидуальными защитными приспособлениями. Так при закачке химреагентов работыдолжны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты (костюмбрезентовый или хлопчатобумажный с водоотталкивающей пропиткой, сапогикирзовые, рукавицы комбинированные, зимой куртка и брюки на утепляющейподкладке, респиратор).
Рабочие места и участкиработы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об опасностях,а подвижные части механизмов должны ограждаться специальными заградительнымищитками. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении работ, долженнаходиться в исправном состоянии.
При осуществленииподдержания пластового давления закачкой воды на всех объектах системы ППД –кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины – должно быть организованонаблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек воды игаза. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованностидолжны быть прекращены.
Не допускается проведениеработ в системе ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей территориинефтью, при отсутствии должного освещения.
Не допускается проводитьремонтные работы в системе ППД по замене задвижек, контрольно-измерительныхприборов и т. п. при наличии давления. При проведении ремонтных работ внасосных или компрессорных станциях пусковые устройства двигателей должныснабжаться плакатами «Не включать – работают люди». Если возникаетнеобходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлениями, то должныбыть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует, находясьс наветренной стороны, и использовать инструмент, не создающий искр присоударении с оборудованием.
При работе с использованиемповерхностно-активных веществ (ПАВ) рабочие должны быть обучены правиламиобращения с растворами. Не допускается попадание раствора ПАВ на тело и вглаза, поэтому при проведении работ рабочие должны пользоваться защитнымиочками и резиновыми перчатками. Не допускается стирка спецодежды в растворахПАВ. Не допускается разлив растворов ПАВ на территории нефтепромысла ипопадание их в озера, реки и т. п. При обнаружении утечек растворов ПАВ всистеме ППД закачка раствора незамедлительно должна прекращаться.
Меры безопасности приобслуживании электрооборудования. Работа кустовых насосных станций и погружныхнасосных установок связана с высокими напряжениями. Поэтому для обеспечениябезопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудованияи приводное оборудование должны быть заземлены и занулены. Для организациибезопасного обслуживания электроустановок должны быть четко определены иоформлены распоряжением руководства предприятием границы обслуживания ихэлектротехническим персоналом и назначены ответственные по электрохозяйству.
Электрооборудование состоитиз электродвигателя и пускозащитного устройства. Обслуживающий насоснуюустановку персонал должен иметь отчетливое представление об опасностяхэлектрического тока, о правилах электробезопасности и уметь оказывать первуюпомощь при поражении электрическим током.
За исправное состояниеэлектрооборудования несет ответственность служба главного энергетикапредприятия.
При осмотреэлектрооборудования убеждаются в исправности пускозащитного устройстваэлектродвигателя, обращают внимание на состояние изоляции пускозащитногоустройства, кабеля, заземляющей проводки. Проверяют нагрузку электродвигателя,а также убеждаются в отсутствии нагрева подшипников.
Электромонтер долженработать в диэлектрических перчатках с использованием токоискателя, инструментас изолированными ручками.
Для безопасности работ приобслуживании в ночное время должно быть обеспечено освещение согласноустановленным нормам.
При пожарах, поражениичеловека электрическим током, ненормальной работе оборудованияэлекторооборудование должно быть немедленно отключено.
Пожары на скважинах могутнанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми.Поэтому у устья запрещено пользоваться с огнем, курить, включатьэлектрооборудование, проводить сварочные работы. Загорание следуетликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды илиинертного газа, изоляцией от воздуха и т. д.
Загорание ликвидируют спомощью первичного инвентаря пожаротушения, который должен быть на пожарномпосту и в автомашине для исследований скважин.

4. Охрана недр иокружающей среды
4.1 Мероприятия по охраненедр и окружающей среды в НГДУ «Лениногорскнефть»
Наиболее актуальными для современногонефтегазодобывающего производства продолжают оставаться три группы взаимосвязанныхпроблем.
Истощение запасов нефти и газа,и пополнение их за счёт открытия новых месторождений.
Предотвращение загрязненияокружающей среды.
Обеспечение естественного экологическогоравновесия, сохранение ландшафтов.
Применительно к разработкенефтяных и газовых месторождений в рамках этих проблем можно выделить следующиеприродоохранительные задачи.
Значительное повышение нефтеотдачипластов за счёт внедрения новых наиболее эффективных современных методов интенсификациидобычи.
Предотвращение образованияоткрытых нефтяных и газовых фонтанов, а также потерь нефти и газа в процессе добычи,подготовки, транспортирования и переработки.
Исключение возможности неконтролируемогообводнения и других вредных влияний на месторождение.
Сохранение чистоты атмосферы,почвы, водоёмов, водоносных горизонтов, подрусловых потоков.
Очистка и утилизация сточныхвод, использование, захоронение, уничтожение отходов.
Комплексное, рациональное использованиеприродных, жидких и газообразных углеводородов, попутного нефтяного газа и другихвеществ, предотвращение потерь, утечек нефти и газа.
Исключительно важное природоохранительноезначение имеет проблема оптимизации технологических процессов и операций по добыче,подготовке, транспортировки, и хранению нефти и газа.
Эффективная технология использованиясовершенного оборудования является одним из главных путей снижения экологическойопасности производственных объектов нефтяной и газовой промышленности.
Рациональное использованиенефти и газа, устранение потер и утечек диктуется как экономическими, так и экологическимисоображениями и включает три направления:
максимальное извлечение нефтии других веществ;
рациональное размещение производственныхобъектов при минимальном использовании водных, земельных и лесных ресурсов;
предотвращение вредного воздействияэтих процессов на окружающую среду.
Охрана природы как научнаяобласть раскрывает сущность экологических процессов, дает возможность предвидетьвозможные последствия нарушения экологического равновесия и принимать правильныерешения.
Технологические процессы,существующие в нефтяной и газовой промышленности, сопровождаются выбросами впочву, водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов,загрязняющих воду и воздух. Сброс загрязненных сточных вод, содержащих ядовитыеорганические и неорганические вещества, приводит к уничтожению растительных ирыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевогои промышленного водоснабжения, для сельского хозяйства, что приводит огромныйущерб народному хозяйству.
Большую опасность на сушепредставляют промысловые сточные воды в связи с их высокой токсичностью иагрессивностью. Во избежание действия их на окружающую среду следует применятьполную утилизацию всех сточных вод – повторная закачка (после очистки) впродуктивные пласты. Внедрение этого мероприятия позволит за счет осуществлениязамкнутого цикла водопотребления избежать вредного последствия загрязненияводоемов и почвогрунтов при порывах трубопроводов.
Снижению загрязнения напромыслах будут способствовать ликвидация внутрискважинного перетока пластовыхвод, осуществление мероприятий по совершенствованию герметизациитехнологических процессов сбора, подготовки нефти, газа и сточных вод;внедрение методов и средств защиты оборудования от коррозии, блочных установокпо дозированию ПАВ и др. Следует широко использовать рациональные схемырекультивации земель. Рекомендуемые способы снятия и восстановленияплодородного слоя почвы позволяет снизить объем земляных работ и, главное,сохранить почвенный покров вокруг скважины.
В НГДУ «Лениногорскнефть»по охране и рациональному использованию водных ресурсов выполняются следующиемероприятия:
капитальный ремонтводоводов;
внедрение металлопластмассовыхтруб;
использование ингибиторовкоррозии для защиты трубопроводов (Нефтехим, Викор, Амфикор, СНПХ);
метод внедренияалюминиевых и магниевых протекторов для защиты от коррозии и запорной арматурына блоках гребенок;
исследование ицементирование за кондуктором, в том числе подъем цемента за кондуктором;
герметизацияэксплуатационной колонны;
доподъем цемента заэксплуатационной колонной;
ликвидациянефтегазопроявлений;
восстановлениеплодородного слоя земли на месте аварий методом внесения фосфогипса.

5.Организационно-экономический раздел
5.1 Организация трудабригады ЦППД
5.1.1 Организация труда ирабочего места бригады ЦППД
Организация формы,оптимальный численный и профессиональный состав бригады определяют, исходя изсодержания и сложности производственного процесса, трудоёмкости работ.
Бригады могут бытькомплексными или специализированными, в зависимости от особенностейпроизводства.
На предприятиях нефтянойпромышленности могут быть организованны смешанные бригады, если все их членыработают одну смену. Распределение коллективного заработка между членамибригады проводится в соответствии с присвоенными тарифными разрядами ифактически отработанным временем.
Заработанная плата бригадыне может быть ниже установленного размера за отработанное время, за исключениемслучаев предусмотренных законодательством При невыполнении бригадой по её винепроизводственных показателей оплаты производится за выполненные работы, апремии поощрительные выплаты не начисляются.
Ущерб, причинённыйпредприятию выпуском некачественной продукции по вине бригады, возмещается изколлективного заработка бригады.
Рабочее место представляетсобой участок производственной площади, оснащенный всем необходимым длявыполнения определенного производственного задания. В зависимости от степенимеханизации выполняемых работ рабочие места подразделяют на ручные,машинно-ручные, механизированные и автоматизированные. Существует классификациярабочих мест в зависимости от числа исполнителей (индивидуальные и коллективные),от числа обслуживаемого оборудования (одностаночные и многостаночные), отхарактера специализации (специализированные и универсальные) и т.д.
Правильно организоватьрабочее место — это значит рационально оборудовать и оснастить его всемнеобходимым, обеспечить нормальные условия работы и снабжения.
Оснащение рабочих местбывает постоянное и временное. При постоянном оснащении средства оснасткипостоянно находятся на рабочем месте, при временном — их доставляют длявыполнения отдельных операций.
Большое значение для уменьшениязатрат труда и его облегчения имеет рациональная пространственная планировкарабочего места, означающая удобное расположение в зоне труда рабочегопроизводственного оборудования, рабочей мебели, стеллажей для деталей,инструментов и т.д. и позволяющая исключать излишние движения, обеспечиватьудобную позу исполнителя, снижать его утомляемость. В этом отношении важно,насколько в машинах, механизмах, приспособления и их размещения учтенысанитарно-гигиенические нормы и требования по технике безопасности.
Рабочее место в добыченефти и газа представляет собой территорию с расположенными на ней скважинами.Основы нефтегазодобычи, предопределяющими организацию рабочего места, егоспециализацию, оснащения, планировку и обслуживание, являются: большая территориальнаяразбросанность производственных объектов, вызывающая необходимость переходов отобъекта к объекту; отсутствие четкого разделения труда между исполнителямиввиду большого разнообразия трудовых приемов и методов работы.
5.1.2 Численно-квалификационныйсостав бригады ЦППД
Численно-квалификационныйсостав бригады ППД устанавливается в зависимости от условий производства работыбригады и трудоёмкости обслуживания КНС по «Нормативам» численности иквалификационному составу рабочих, занятых в цехах и хозяйствахнефтегазодобывающих управлений, утверждённым объединением «Татнефть» и с учётом«Временных поправочных коэффициентов к действующим нормам труда».
Таблица 6. Состав бригадыЦППДДолжность Разряд Количество Мастер 9 1 Оператор ППД 5 1 Слесарь ремонтник 2-4 2 Электросварщик 3 1
Бригаду по закачкерабочего агента в пласт возглавляет мастер, назначаемый и освобождаемый отзанимаемой должности приказом начальника НГДУ по представлению начальника цеха.Мастер действует в соответствии с положением о мастере по закачке рабочегоагента в пласт утвержденным начальником НГДУ.
Все распоряжениеотносящиеся к производственной деятельности бригады передаются рабочим толькочерез мастера, а в его отсутствии через оператора ППД. Указания мастераявляются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и могут быть отмененыруководством цеха только через него
В своей работе бригадаруководствуется законами республики Татарстан, законодательством о труде,уставом АО «Татнефть», приказами акционерного общества, своего предприятия,цеха, настоящим положением, правилами устройства электроустановок, ПТЭ и ПТБпри эксплуатации электроустановок потребителей, правилами пользованияэлектроэнергией, правилами внутреннего трудового распорядка, правиламибезопасности в нефтедобывающей промышленности, другими нормативнымидокументами, регламентирующими деятельность бригады.
Бригада активно участвуетв разработке и внедрении передовых и безопасных методов и приемов труда,автоматизации и механизации производственных процессов, внедрении мероприятийНОТ по расширению зон обслуживания, применения типовых проектов организациирабочих мест, повышению культуры производства, принимает участие визобретательстве и рационализации производства, за счет чего добиваетсяповышения производительности труда и сокращению численности.
Бригада принимает участиев разработке своих производственных планов, а также организационно-техническихмероприятий по повышению эффективности производства и качества работ,укрепления производственной и трудовой дисциплины.
Бригада принимает участиев конкурсе «Экология», «Повышение культуры производства».
Коллектив бригадыпринимает практические меры по исследованию передового опыта лучших трудовыхколлективов и содействует распространению опыта, накопленного в бригаде.
В бригаде организуетсяплановая учеба по охране труда у, технике безопасности.
Численно-квалификационныйсостав подрядной бригады по закачке рабочего агента в пласт устанавливается взависимости от условий производства работы бригады и трудоемкости обслуживанияобъектов ППД по «Нормативам численности и квалификационному составу рабочих,занятых обслуживанием наземного оборудования нагнетательных скважин и другогооборудования, привязанного к скважинам», утвержденным объединением «Татнефть» Нормативныйчисленный и квалификационный состав бригады по закачке рабочего агента в пластутверждается начальником нефтегазодобывающего управления по согласованию спрофсоюзным комитетом не позднее 20 числа третьего месяца отчетного квартала наследующий квартал.
5.1.3 Положение озаработной плате, премирование и КТУ
Оплата труда работниковбригады по закачке рабочего агента в пласт, в состав которой включен мастер,производится по единому наряду за конечный результат с применением часовыхтарифных ставок для рабочих, занятых на закачке рабочего агента в пласт идолжностного оклада мастеру.
Не позднее 5 числа каждогомесяца бригаде выдается наряд-задание на объем закачки воды с указаниемрасценки на один м и суммы сдельного заработка за полный объем работы.
Расценка на одинопределяется по следующей формуле:
/>
 (15)
где: Р — расценка на м3,закаченного агента в руб. и коп.;
Ч — часовая тарифнаяставка всех рабочих бригады по закачке рабочего агента в пласт по утвержденномунормативному количественно-квалификационному составу, коп;
К — количество рабочихчасов за месяц по графику работы бригады;
Q — план по добыче нефти игаза на месяц, тн.
В случаях, когдаколичественный состав бригады больше или меньше планового состава, сдельнаярасценка по наряду корректировке не подлежит.
Если фактическийприсвоенный разряд рабочих выше нормативного, оплата рабочих производится понормативному разряду.
Если фактическийколичественный состав бригады больше планового, общая сумма выплат по сдельномутарифу не может превышать суммы сдельного тарифа для планового состава.
Рабочие бригад по добыченефти и газа премируются из фонда заработной платы за выполнение иперевыполнение установленных бригадам плана по добыче нефти и газа при условиивыполнения ими наряда-задания по обслуживанию скважин в следующих размерах:
за выполнение плана подобыче нефти и газа — 10% сдельного заработка,
за 0,1% перевыполненияплана по добыче нефти и газа — 2%,
за выполнение плана отборапроб — 3%,
за непревышениематериальных затрат по бригаде — 2%
Размеры премий,начисленных бригаде из фонда заработной платы, не должны превышатьмаксимального размера — 20%, приработок не более 10% от сдельного заработка.
Членам бригады (рабочим,мастеру) могут устанавливаться надбавки за профессиональное мастерство, высокиедостижения в труде и другие льготы.
В целях материальнойзаинтересованности рабочих в овладении смежными профессиями устанавливаетсядоплата за совмещение профессий.
Доплата за совмещениепрофессий производится при фактическом высвобождении численности в зависимостиот загруженности рабочего по совмещаемой профессии до 50% от тарифной ставкирабочего по основной работе.
Премия за основныерезультаты работы начисляется на доплаты:
за совмещение профессий(должностей);
на период освоения новыхнорм трудовых затрат;
на надбавки:
за высокоепрофессиональное мастерство;
за высокие достижения втруде;
выполнение особо важнойработы на срок её проведения.
Премирование мастерабригады по добыче нефти и газа производится по тем же показателям, что ируководимые им рабочие, в соответствии «Положения о премировании ИТР и служащихструктурных подразделений НГДУ «Лениногорскнефть».
Сдельный приработокбригады, премии за основные результаты работы бригады и за экономиюматериальных ресурсов распределяется между членами бригады с учетом фактическиотработанного времени и КТУ
КТУ за месяц может бытьравным, больше, или меньше единицы в зависимости от индивидуального трудовоговклада в общие результаты, определяемого в соответствии с показателями работы иих значимостью.
При распределении сприменением КТУ причитывающейся бригаде общей суммы премий из фонда заработнойплаты, её размер отдельным членам бригады, которым повышены КТУ, можетпревышать предельный размер премии, предусмотренный положением о премировании(без увеличения сумм премий в целом по бригаде).
Если в бригаде имеетсяслучай прогула, сумма невыплаченной премии нарушителя дисциплины не включаетсяв фонд премирования бригады.
Качество выполненных работкаждому коллективу смежников определяет мастер по закачке рабочего агента впласт, а бригаде по закачке рабочего агента в пласт — бригады смежников.
Заседание Совета мастеровдля установления оценок смежным бригадам проводится по результатам работы замесяц не позднее 5 числа следующего за отчетным.
Премия выплачиваетсясмежным бригадам с учетом полученных оценок.
Таблица 7. Размер сниженияпремии в зависимости от окончательной оценки.Окончательная оценка Размер снижения премии 4,0 Премия не снижается, выплачивается полностью. От 3,7 до 4,0 Премия снижается на 10% От 3,51 до 3,7 Премия снижается на 15% От 3,0 до 3,5 Премия снижается на 25%
При оценке «неудовлетворительно» премия смежной бригаде не выплачивается.
При полученииокончательной оценки смежной бригадой «хорошо» и «удовлетворительно», ноневыполнение плана закачки в целом по всем обслуживаемым бригадам по закачкерабочего агента в пласт премия смежной бригаде также не выплачивается.
5.2 Технико-экономическиепоказатели по ЦППД, их анализ
Таблица 8.Технико-экономические показатели ЦППД за 2003-2004 гг. 2003 г. 2004 г. % к 2003 г.  1. Показатели объема производства
Закачка воды в пласт, тыс. м3
в т.ч. в продуктивные пласты
Из них сточных вод
Среднедействующий фонд скв.
9840,8
8362,5
5707,1
740
10387,5
8894,0
6094,8
787
105,6
106,4
106,8
106,4  2. Показатели качественного уровня работ
Смета затрат, тыс.р
Фонд оплаты труда
328286
6853
478434
9976
145,7
145,6
Численность работников
Средняя заработная плата 1 рабочего
Производительность труда
123
5688
80007
124
8230
83770
100,8
144,7
104,7
Проводя анализ влиянияфакторов на основные показатели, отмечаем:
Анализируя измененияпроизводительности труда.
а) Влияние объемавыполненных работ:
/> (16)
Чпл — плановаячисленность;
Q- объем выполненныхработ;
Птр -производительностьтруда.
/> тыс.р.
б) Влияние изменениячисленности:
/> (17)
/>
/>; (18)
/>тыс.р.
Основным фактором ростапроизводительности является увеличение объема выполненных работ.
2) Проанализируем использованиефонда оплаты труда (ФОТ):
а) Влияние численности:
/> (19)
/> руб.
б) Влияние среднейзарплаты:
/> (20)
/> руб
/> руб.
В связи с увеличениемчисленности и увеличением средней заработной платы, фонд оплаты труда увеличилсяна 320896 руб.
3) Проанализируемизменение объема выпуска продукции.
/>а) по численности
/>; (21)
/> руб./чел.
б) по производительноститруда

/>; (22)
/>руб./чел.
/>руб./чел.
Благодаря увеличениюпроизводительности труда объем выполненных работ увеличился на 546619 руб./чел…При этом видно, что изменение численности на рост объема работ существенноговлияния не оказывает.
5.3 Расчет сметы затрат
Таблица 9. Смета затрат за2003-2004 гг.Показатели 2003 г. 2004 г. план. % к 2003 г. план. ожид.
Вспомог. материалы
— прочие материалы, тыс.р.
29926
12720
34017
12712
31279
12712
91,9
100 Газ от гор. газа 12 12 12 100 Топливо, тыс.р. 160 160 160 100
Энергия — всего
эл. энергия, тыс.р.
эл. энергия, тыс.кВт×ч
уст. мощность тыс.р.
всего эл. энергии
пар, тыс.р.
41072
27258
76379
13289
40547
525
38353
26009
79264
11820
37829
524
48919
32994
77589
15401
48395
524
127,5126,9
97,9
130,3
127,9
100 Фонд опл. труда, тыс.р. 9990 9976 9677 97,0 Отчисления на соц. нужды, тыс.р. 3820 3816 3702 97,0
Амортизация
в том числе, тыс.р.
57950
20100
57872
20096
57872
200,96
100
100 Текущий ремонт 630 628 628 100
Прочие ден. расходы, тыс.р.
Транспорт, тыс.р.
Обслуживание уст. мощн., тыс.р.
Экология, тыс.р.
Прочее, тыс.р.
90250
9158
31552
140
49400
90975
9995
31448
140
49392
55027
8495
31000
140
15392
60,5
85,0
98,6
100
31,2 Резерв на ремонт основные фонды, тыс.р. 247452 247452 247452 100 Резерв на отпуск тыс.р. 1800 1800 1800 100 Резерв по итогам года, тыс.р. 3152 3152 3152 100 Всего затрат тыс.р. 486214 488213 459680 94,2 Услуги на сторону тыс.р. 9878 9878 9000 100,0 Итого затрат, тыс.р. 476336 478335 450680 95,2 Закачка в пласт, тыс. м3 9495 10387,5 9918,0 95,5 Экспл. затр. на 1 м3 50,17 46,05 45,44 98,7 Закачка воды от УПТЖ 3290,6 4092,19 3860,0 94,3 Себестоимость воды от УПТЖ, руб 4,92 5,21 4,81 92,4 Удельный расход эл. энергии, кВт×ч/м3 7,99 7,44 7,65 102,8 Средняя себестоимость эл. энергии, руб/ кВт×ч 0,357 0,328 0,425 129,6 эл. энергия для расчета удельного расхода эл. энергии 75886 77278 75855 98,2
Анализируя затраты по ЦППДНГДУ «Лениногорскнефть» за 2004 год в сравнении с предшествующим 2003 годомвидно что затрата выросли с 373458 тыс.р. до 488213 тыс.руб. (130,7 %).
В увеличении затрат нашлоотражение увеличение расходов на вспомогательные материалы на 18359 (217,2 %)тыс.р., прочие материалы на 7601 (248,7 %) тыс.р. В следствии увеличения объемазакачки воды в пласт на 546,66 (105,6 %) тыс. м3 увеличились затраты на электроэнергиюна 9892 (134,8 %) тыс.р., расходы на топливо также возросли на 130 (533,3 %)тыс.р., расходы на транспорт увеличились на 2951 (141,9 %) тыс.р., отчисленияна обслуживание установленных мощностей возросли на 14464 (185,2 %) тыс.р.,расходы на охрану окружающей среды и экологию увеличились на 132 (1750,0 %)тыс.р., прочие денежные расходы увеличились на 41111(596,4 %) тыс.р.
Амортизация основныхфондов увеличилась на 6202 (112,0 %) тыс.р… В следствии увеличения заработнойплаты рабочих и служащих был увеличен фонд оплаты труда на 3123 (145,6 %)тыс.р., также были увеличены отчисления на социальные нужды
Фактические затраты поцеху за 2004 год — 478335 тыс. р., что на 150049 тыс.руб. больше, чем в 2003году.
5.4 Расчет экономическойэффективности ингибиторной защиты
Расчеты экономическойэффективности противокоррозионных мероприятий ранее осуществляли в соответствиис РД 33-014-7014-313-86. Методические указания по определению экономическойэффективности средств борьбы с коррозией и отложениями, и средствнеразрушающего контроля нефтепромыслового оборудования. Это руководство лишьчастично отвечает требованиям, предъявляемым к показателям надежности,коррозионной стойкости и экологической обстановки на объектах нефтегазовогокомплекса, и в нем не учитываются некоторые статьи затрат на проведениемероприятий по ликвидации последствий коррозии.
Рассмотримпринципиальнуюметодологию оценки экономической эффективности применение ингибитора коррозии вслучае защиты системы ППД Их нормативный амортизационный срок составляет 15лет. Однако реально работоспособность нефтепроводов сохраняется в среднем напротяжении 5,5 лет, а водоводов — 3,5 лет.
Эффективность примененияингибиторов определяется соотношением ущерба от коррозии оборудования в неингибированных и ингибированных средах.
В стоимость выраженииущерба от коррозии У можно представить в виде суммы затрат, связанных скоррозией С ЗК, и косвенных потерь от коррозии ПК: У=СЗК+ПК
Общую годовую потерюметаллофонда определяют по формуле:
Пмi=Мi(1/Таi-/Таi) (23)
где, Пмi-потериметаллофонда;
Мi металлозатраты;
Таi, Таi фактический иамортизационный сроки службы.
Приведем расчет годовойэкономической эффективности от применения ингибитора сероводородной коррозииРеакор-6, принято применять упрощенную методику подобного расчета, всоответствии с которой учитывают затраты на ликвидацию порывов водоводов из-закоррозии, рекультивацию земли и ингибирование. Это связано с тем, что косвенныепотери от коррозии в стоимостном выражении, как правило, значительно ниже.
Прямые затраты
СЗК=СЗК1*n (24)
СЗК =3500*50=175000 руб.
СЗК1- затраты наликвидацию одного порыва, рекультивацию земли, руб.
n- Количество порывов100км трубопровода, шт. Затраты на ингибитор
ЗИ=ЦИ*КИ*УИ*р (25)
ЗИ=6000*0,03*125000*1100=24750 руб.
ЦИ — цена одной тонныингибитора, руб. КИ — дозировка ингибитора, кг/м3
УИ- годовой объемперекачки воды, м 3
Р — плотность воды, кг/м 3
Затраты на амортизациюдозировочных установок
АД — средняя балансоваястоимость одной установки, руб.
КД — количество дозировочныхустановок на 100км трубопровода, шт.
L — срок службы одной НДУ,лет
Заработная плата персоналадозировочных установок.
Ф=ФДУ*КД (26)
Ф =1200*3=3600 руб.
ФДУ- фонд заработной платыпо обслуживанию 1 дозировочной установки, руб.
Годовые затраты и издержки,связанные с применением ингибитора.
И=ЗИ+АД+ФДУ (27)
И =24750+15000+1200=40950руб.
ЗИ- затраты на ингибитор,руб.
Годовой ущерб от коррозии.
У1=СЗК+ПК (28)
У1=175000+0=175000 руб.
Годовой ущерб от коррозиипри применении ингибитора.
У2=(СЗК+ПК=n1/n+И (29)
У2=(175000+0)12/50+40950=82950руб.
n1- количество порывов100км водовода при применении ингибитора, шт.
n- количество порывов100км водовода, шт.
И-годовые затраты ииздержки, связанные с применением ингибитора, руб.
Годовой экономический эффект,
Э= У 1 — У2 (30)
Э =175000-82950=92050 руб

5.5 Выводы и предложения
Технико-экономическиепоказатели ЦППД включает в себя закачка рабочего агента в пласт, вводнагнетательных скважин, закачка ПАА, закачка АХ, себестоимость закачки 1м3рабочего агента, Среднедействующий фонд скважин, эксплуатационные затраты в томчисле транспортные услуги, эксплуатационные затраты с учетом выполненных услугна сторону, численность работников, фонд заработной платы, среднемесячнаязаработная плата, соблюдение нормативных остатков на складе.
Сущность технологическогопроцесса ППД заключается в закачке воды в продуктивный пласт черезнагнетательные скважины.
Оплата труда в бригаде поподдержанию пластового давления производится по совместно-премиальной системеоплаты, учитываются объективные данные рабочего (разряд, условия труда) и егоотношение к труду.
Анализируя метод борьбы скоррозией в ППД наиболее широкое применение из активной защиты получилаингибиторная защита, из-за простоты схемы, а также отпадает необходимость всооружении катодных станций и источников тока. А из пассивной защиты в НГДУ«ЛН» нашло применение изоляционные покрытия на основе битумов, из-за дешевизны.
Годовой экономическийэффект от ингибиторной защиты составил по моим расчетам 92050руб.

Список использованнойлитературы
1. Габитов А.И. Итоги и перспективы в теории и практикеборьбы с коррозией. – Государственное издательство научно-техническойлитературы «Реактив», — 1998. – 121 с.
2. Государственный доклад о состоянии окружающейприродной среды Республики Татарстан. Издательство Природа, 1997 г.
3. Документация НГДУ ''Лениноногрскнефть'' и ЦППД
4. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология
5… Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В.Осложнения в нефтедобыче. – Уфа: ООО Издательство научно-технической литературы«Монография», 2003. – 302с.
6. Котик В.Г., Глазнов В.И., Зиневич А.М. Защита откоррозии протяженных металлических сооружений. М.: Недра, 1995г.
7. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовойпромышленности. М.: Недра, 1987г.
8. Нагуманов К.Н., Андреев Р.А., Насыбуллин С.М. Защитапромысловых трубопроводов от почвенной коррозии. // Нефтяное хозяйство – 2005№4 стр. 66-69
9. Рахманкулов Д.Л., Бугай Д.Е., Габитов А.И., ГолубевМ.В., Лаптев А.Б., Калимуллин А.А. Ингибиторы коррозии. — Уфа: Государственноеиздательство научно – технической литературы «Реактив», – 1997. – Т.1. – 296 с.
10. Юрчук В.А., А.З.Истомин «Расчеты в добыче нефти»М.: Недра, 1987г.